Способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с карстовыми явлениями

Способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с карстовыми явлениями

Реферат

Предлагаемый способ относится к области разработки нефтяных месторождений, в частности залежей, представленных карбонатными коллекторами с карстовыми явлениями.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем бурения горизонтальных и вертикальных скважин (патент США №4718485 от 21.01.88 г.). Недостатком этого способа является низкий коэффициент нефтеизвлечения и дебитов горизонтальных скважин в условиях карбонатных коллекторов с карстовыми явлениями из-за прохождения горизонтальных стволов мимо карстовых пустот, заполненных нефтью.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки залежей нефти путем бурения добывающих и нагнетательных вертикальных и горизонтальных скважин, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины (Oil Gas Journal, oct. 8, 1990, стр.114-115).

Согласно этому способу залежи нефти разбуриваются вертикальными и горизонтальными скважинами со вскрытием всех пластов, причем наиболее длинная часть горизонтального ствола скважин размещается в более продуктивных коллекторах.

Недостатком этого способа является то, что в условиях карбонатных коллекторов, характеризующихся макро- и мегатрещиноватостью с карстовыми явлениями низкие дебиты скважин и соответственно низкая конечная нефтеотдача обусловлены тем, что большинство карстовых пустот, заполненных нефтью, не используются для увеличения дебита и нефтеотдачи.

Технической задачей предлагаемого способа является увеличение дебитов скважин и конечного нефтеизвлечения, увеличения коэффициента охвата выработкой запасов нефти за счет использования макро- и мегатрещин, карстовых зон в качестве природных каверн - накопителей нефти.

Указанная цель достигается описываемым способом, включающим бурение добывающих и нагнетательных вертикальных и горизонтальных скважин, закачку воды через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины.

Новым является то, что определяют зоны максимального падения гипсометрических отметок, в этих зонах дополнительно бурят горизонтальные и/или разветвленные горизонтальные скважины, причем горизонтальные стволы скважин и/или горизонтальные разветвления размещают в продуктивном пласте субпараллельно изогипсам палеоструктурной поверхности, и в процессе бурения периодически меняют траекторию ствола скважины.

Проведенные предварительные патентные исследования по патентному фонду и технической библиотеки института "ТатНИПИнефть" показали отсутствие идентичных или эквивалентных технических решений в сравнении с заявляемым объектом. При этом отличительные признаки заявляемого технического решения являются существенными, что позволяет сделать вывод о соответствии его критерию "новизна" и "изобретательский уровень".

На чертеже представлена схема размещения скважин на месторождении с залежами в карбонатных коллекторах с макро- и мегатрещинами или карстовыми явлениями.

Заявляемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Залежи разбуривают редкой сеткой добывающих и нагнетательных вертикальных и горизонтальных скважин, осуществляют их обустройство. Производят закачку воды в нагнетательные и отбор продукции из добывающих скважин.

В процессе эксплуатации и перед использованием предлагаемого способа производят замеры добычи нефти, воды и закачки. Уточняют параметры залежи по полученным результатам бурения редкой сетки скважин и уточняют запасы нефти. Уточняют геологическое строение, емкостно-фильтрационные характеристики пластов. С использованием полученной информации строят структурные карты по палеоповерхностям отложений, к которым приурочены залежи нефти месторождения. С целью определения местонахождения карстов по структурным картам определяют зоны прогибов и поднятий. Это зоны максимальных падений гипсометрических отметок. В этих зонах максимального падения гипсометрических отметок на структурной карте размещают горизонтальные и/или разветвления горизонтальных скважин субпараллельно изогипсам палеоструктурной поверхности. Затем бурят горизонтальные и/или разветвленные горизонтальные скважины соответственно произведенному размещению. При бурении горизонтальных и/или разветвленных горизонтальных скважин ведут поиск макро- и мегатрещин и/или карстовых пустот путем изменения траектории горизонтальных и/или субгоризонтальных разветвлений стволов горизонтальных скважин.

Карстовые пустоты обнаруживают в интервалах максимального ухода промывочной жидкости, провала бурового инструмента и интенсивных нефтепроявлений. Скважину пускают в эксплуатацию. В случае необходимости осваивают под нагнетание дополнительные нагнетательные скважины из числа ранее пробуренных скважин.

В продуктивном пласте горизонтальный ствол скважины, макро- и мегатрещины и карстовые пустоты, заполненные нефтью, создают единую фильтрационную поверхность для поступления добываемой продукции в скважину, которая на порядок больше фильтрационной поверхности забоя обычной скважины, что позволяет кратно увеличить дебиты скважин. Повышается степень сообщаемости ствола скважины с пластом, степень совершенства вскрытия скважиной пласта. При небольших депрессиях скважиной добывают больше нефти. Снижение депрессии на пласт позволяет равномерно вытеснять нефть, что способствует снижению добычи попутной воды и повышению нефтеизвлечения.

Пример конкретного выполнения.

Осуществление данного способа рассмотрим на примере участка, характерного для залежей башкирско-серпуховских отложений Ромашкинского месторождения (см. чертеж). Участок разбурили редкой сеткой добывающих и нагнетательных вертикальных и горизонтальных скважин, осуществили их обустройство. Определили, что залежи нефти в башкирско-серпуховских отложениях Ромашкинского месторождения характеризуются наличием макро- и мегатрещин и карстовых пустот.

Произвели закачку воды в нагнетательные и добычу нефти из добывающих скважин. Произвели замеры добычи нефти, воды и закачки. Построили литологические, структурные карты башкирско-серпуховских отложений и подсчитали запасы нефти - 1500 тыс. т. геологических и 300 тыс. т. извлекаемых. По структурной карте палеоповерхности башкирско-серпуховских отложений определили зоны максимального падения гипсометрических отметок 1, 2, 3 (чертеж), провели линии максимального падения гипсометрических отметок. Разместили: горизонтальную добывающую скважину 4 субпараллельно близлежащим изогипсам и субперпендикулярно линии максимального падения гипсометрических отметок 1, разветвленную горизонтальную скважину 5 - субпараллельно линии максимального падения гипсометрических отметок 2 и разветвления - субперпендикулярно к ней и горизонтальную скважину с зигзагообразным профилем по площади 6 - субперпендикулярно линии максимального падения гипсометрических отметок 3. Затем пробурили горизонтальные, горизонтальные разветвленные скважины, пустили под добычу нефти. Пустили под закачку скважину 7 из ранее пробуренного фонда. Все скважины 4, 5 и 6 пересекли карстовые пустоты, чем вызваны высокие дебиты всех трех скважин соответственно 20, 30 и 25 т/сут. Дебиты ранее пробуренных скважин в среднем 5 т/сут. Всего за 10 лет работы три горизонтальные скважины добудут 174 тыс. т нефти или дополнительная добыча составит 135 тыс. т. Экономический эффект (Э) при цене на нефть 3500 руб. и себестоимости 1 тонны нефти 2000 руб./т составит:

Э=174000 - 39000(3500-2000)=135000т·1500 руб/т=202,5 млн руб.

За год дополнительная добыча нефти составит 13,5 тыс. т и экономический эффект 20,25 млн руб. В расчете на 1 скважину соответственно - 4,5 тыс. т и 6,75 млн руб.

Способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с карстовыми явлениями, включающий бурение добывающих и нагнетательных вертикальных и горизонтальных скважин, закачку воды через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины, при этом определяют зоны максимального падения гипсометрических отметок, в этих зонах дополнительно бурят горизонтальные и/или разветвленные горизонтальные скважины, причем горизонтальные стволы и/или горизонтальные разветвления размещают в продуктивном пласте субпараллельно изогипсам палеоструктурной поверхности, в процессе бурения периодически меняют траекторию ствола скважины для поиска макро- и мегатрещин и/или карстовых пустот, выбирают добывающую скважину, имеющую наименьший дебит в ряду, равноудаленном от рядов нагнетательных скважин, и переводят ее в нагнетательную.